Speichermöglichkeiten von CO2 in ehemaligen Erdgaslagerstätten?

Blick in das untertägige Labor im Forschungs- und Lehrbergwerk der TU Freiberg.
Bild: Lukas Ochmann

Gemeinsam mit Partnern aus Forschung und Industrie untersucht ein Team der TU Bergakademie Freiberg, wie Kohlenstoffdioxid aus Abgasen in Zukunft sicher unter der Erdoberfläche gespeichert werden könnte.

Dabei haben die Forschenden ehemalige Erdgasfelder unter der Nordsee im Blick. In diesem porösen Gestein könnte in Zukunft CO2 aus Industrie-Emissionen und der Atmosphäre gespeichert werden. Damit könnte das Treibhausgas nicht nur reduziert werden, sondern es könnte zusätzlich dazu beitragen, die unterirdischen Lagerstätten nach dem Ende der Erdgasförderung zu stabilisieren.

Wie dieses Konzept umgesetzt werden kann, untersuchen die Forschenden in den kommenden drei Jahren in einem internationalen Verbundprojekt des norwegischen Forschungsinstituts SINTEF gemeinsam mit der TU Bergakademie Freiberg, den Universitäten Cambridge (UK) und Utrecht (Niederlande) sowie den Industriepartnern Wintershall Dea, Shell und Equinor. Die Europäische Union fördert das Projekt ACT-RETURN mit insgesamt 7,41 Mio Euro.

Zwei zentrale Fragen im Mittelpunkt

Der Druck in den unterirdischen Lagerstätten ist zum Ende der Erdgasförderung sehr niedrig. „Aufgrund besonderer thermodynamischer Eigenschaften von CO2 besteht zu Beginn der CO2-Injektion durch eine Bohrung darum stets das Risiko des Auftretens eines Phasenübergangs, zum Beispiel von flüssigem zu gasförmigem CO2 mit anschließender Zwei-Phasen-CO2-Strömung. Das führt zu enormen Schwankungen des Drucks und der Temperatur, was wiederum mit erheblichen Risiken für die Bohrungsintegrität (Sicherheitsproblem) sowie für das CO2-Injektionsverhalten (wirtschaftliches Problem) einhergeht“, erklärt Prof. Mohd Amro.

„Eine weitere Herausforderung besteht darin, dass aktuell keine computergestützten Modelle existieren, welche dazu in der Lage wären, das komplexe Strömungsverhalten von CO2 ausreichend genau abzubilden“, ergänzt der Leiter des Instituts für Bohrtechnik und Fluidbergbau. Sicherheitstechnische und wirtschaftliche Risiken können somit nicht erfasst und die erforderlichen betrieblichen Optimierungen nicht durchgeführt werden. An dieser Stelle setzen die Forschungen am Institut an: „Gemeinsam mit dem Industriepartner Wintershall Dea AG entwickeln wir numerische und simultane Lösungen auf Basis existierender und zu optimierender Software.“

Die für die Softwarelösung benötigte Datengrundlage gewinnt das Team in einem ersten Schritt mit Hilfe von Untersuchungen im untertägigen Labor im Forschungs- und Lehrbergwerk der TU Bergakademie Freiberg. Dort herrscht ganzjährig eine konstante Temperatur. In einem speziellen Reaktor können die Forschenden zusätzlich den Druck in der untersuchten Lagerstätte simulieren und so den Einfluss der beiden Faktoren auf die Gesteinsproben mit dem injizierten CO2 in der Größenordnung von zirka 100 Millilitern analysieren. „Die in Freiberg erhobenen Daten liefern den Projektpartnern wichtige Grundlagen für die Erprobung des Vorhabens in realen Lagerstätten“, so Prof. Mohd Amro.

Zukunftsorientiertes Forschungsfeld für Geoströmungs- und Speichertechnik

„Wie das eben bewilligte Projekt zeigt, ergeben sich auch nach dem sogenannten Ende des Erdölzeitalters interessante und zukunftsorientierte Forschungsfragen im Bereich der Geoströmungs- und Speichertechnik“, sagt der Projektleiter. Doktorand Martin Kirch wird Prof. Mohd Amro in den kommenden drei Jahren bei der Umsetzung des Projekts unterstützen. „Unsere Ergebnisse werden außerdem in die anwendungsorientierte Ausbildung der Studierenden einfließen.“

Wissenschaftliche Ansprechpartner:

Prof. Dr. Mohd Amro, Tel.: +49 3731 39-2542; E-Mail: Mohd.Amro@tbt.tu-freiberg.de

http://www.tu-freiberg.de/

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Luisa Rischer Pressestelle
Technische Universität Bergakademie Freiberg

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